Como consecuencia de la ola polar, en las últimas horas se intensificaron los cortes de gas a industrias y estaciones de GNC. La medida es esperable porque en los días de frío extremo no hay capacidad de transporte de gas suficiente para garantizarle el suministro a todos los agentes del sistema y en ese escenario siempre se privilegia a los hogares.

Sin embargo, la novedad de este año es que aún durante días templados de mayo y junio las industrias sufrieron muchos más cortes que el año pasado, pese a que la producción de gas es mayor, aumentó la capacidad de transporte desde Vaca Muerta y el país importó un volumen de GNL similar al del invierno pasado. ¿Por qué ahora sí y antes no?

La explicación hay que buscarla en una serie de medidas que ha venido tomando el gobierno para que productores, distribuidoras y consumidores vuelva a operar bajo las reglas básicas de la licencia del servicio, después de más de 20 años en los que la intervención estatal había desdibujado el funcionamiento del mercado.

El regreso de los contratos

Durante casi dos décadas, la fuerte intervención del Estado sobre el mercado gasífero terminó modificando en la práctica el funcionamiento previsto por los contratos de abastecimiento y de transporte. Las asignaciones de capacidad dejaron de reflejar el origen efectivo del gas y la administración cotidiana del sistema pasó a depender crecientemente de decisiones discrecionales del Poder Ejecutivo.

Como consecuencia, muchas cláusulas contractuales quedaron prácticamente desactivadas. Una de ellas fue el denominado ‘contrato de transporte en firme con ventana‘, utilizado principalmente por las industrias P3 abastecidas por distribuidoras.

Ese contrato garantiza capacidad firme durante unos 300 días al año, pero habilita a la distribuidora a interrumpir el servicio durante aproximadamente 60 días cuando la capacidad de transporte debe priorizar el abastecimiento residencial. Durante años esa ventana existió en los contratos, pero su utilización fue excepcional.

Qué cambió este año

En marzo, el Gobierno redefinió a través de la resolución 66/26 el mix de transporte asignado a cada distribuidora para que reflejara con mayor precisión el origen efectivo del gas que abastece a cada zona del país. Esa modificación permitió que las empresas comenzaran a administrar el sistema de acuerdo con las condiciones originalmente previstas en los contratos.

El resultado fue que las cláusulas de ‘firme con ventana’ dejaron de ser una formalidad testimonial y comenzaron a aplicarse efectivamente. Es decir, durante este año las distribuidoras tuvieron que reformular sus propios contratos de suministro de gas natural firmados con productores y comercializadores y, al mismo tiempo, adecuar los contratos de acceso al sistema de gasoductos troncales con las transportistas TGN y TGS para reflejar la nueva asignación de capacidad dispuesta por la Secretaría de Energía.

Esa reestructuración aguas arriba terminó modificando la forma en que se administra el abastecimiento de gas durante los picos de demanda invernal, con coletazos sobre los grandes usuarios industriales, que funcionan como una suerte de “buffer” del sistema cuando comienza a crecer la demanda prioritaria de los usuarios residenciales durante los meses de mayor consumo.

Con un agravante. Hasta el año pasado, la empresa estatal Enarsa actuaba, en los hechos, como proveedor de gas de última instancia. Es decir, aportaba el gas adicional necesario para cubrir los «desbalanceos» que se generaban durante los días de mayor demanda, evitando que distribuidoras, comercializadores y grandes usuarios quedaran expuestos a faltantes de suministro por haber consumido más gas del efectivamente contratado.

Hasta el año pasado esos volúmenes adicionales eran provistos por Enarsa y posteriormente abonados por las distribuidoras, comercializadoras e industrias, por lo general a un precio menor al que lo había pagado Enarsa.

Este invierno Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia. En su lugar empezaron a ganar protagonismo comercializadores privados y, en particular, Trafigura, que pasó a desempeñar un papel central en la comercialización del gas natural licuado (GNL) importado a través de la terminal regasificadora de Escobar.

La diferencia es que ese gas tiene un costo significativamente mayor. El precio internacional del GNL superó los US$ 15 por millón de BTU como consecuencia de la guerra entre Israel e Irán, muy por encima de los valores que predominan en el mercado doméstico.

En ese contexto, para las distribuidoras resulta mucho más complejo garantizar el abastecimiento físico de todo el gas comprometido con sus distintos segmentos de clientes —hogares, industrias, estaciones de GNC y comercios— sin incurrir en mayores costos de aprovisionamiento, porque además el gobierno no autorizó a las distribuidoras a trasladar el costo del GNL a las tarifas residenciales de invierno, sino que el Estado accedió a financiarlas en seis cuotas mensuales a partir de noviembre por medio del mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s), aunque por el momento esa decisión no se formalizó en ninguna resolución del Ejecutivo.

La discusión de fondo

En base a este novedoso contexto de cambios que se están instrumentando a partir de este año, grandes industrias consultadas por EconoJournal sostienen que, en varios casos, las distribuidoras están utilizando la ventana contractual de corte no porque exista una saturación física en los gasoductos, sino porque no contrataron suficiente gas para abastecer simultáneamente a todos sus clientes.

La diferencia no es menor. Si el problema es falta de capacidad de transporte, las distribuidoras están habilitada a activar la ventana prevista en los contratos. Pero si la limitación responde a un faltante comercial de gas, las industrias entienden que corresponde convocar al comité de emergencia del ente regulador —antes del Enargas, ahora del ENREGE— para verificar si otros productores o comercializadores disponen de volúmenes que puedan abastecer esa demanda.

«En mayo y junio de este año las restricciones y cortes de gas más que se duplicaron con relación a los mismos meses del año pasado y la razón no es la falta de oferta de gas, porque este año hay más gas disponible en el sistema», explicó el director comercial de una gran industria de Córdoba, una de las provincias —el suministro está a cargo de EcoGas— que más restricciones de gas registró en los últimos dos meses.

En la visión extendida de las industrias, aplicar directamente el corte evita exponer públicamente que la distribuidora enfrenta un problema de abastecimiento propio. Como indicó Nicolás Arceo, director de Economía & Energía, en el último episodio de Dínamo, este invierno el sistema cuenta con más producción disponible que hace un año porque hay una mayor cantidad de pozos de gas enganchados en Vaca Muerta. A eso se suma que la Argentina importó un volumen de GNL similar al del invierno pasado a través de la terminal de Escobar.

Por eso, la paradoja no radica en la disponibilidad física de gas. El cambio pasa por otro lado: después de muchos años de intervención estatal, el mercado comenzó a volver a operar bajo las reglas contractuales originales. Y esa normalización dejó al descubierto tensiones comerciales que hasta ahora permanecían ocultas o poco visibles.

, Redaccion EconoJournal